El petróleo crudo canadiense es crucial para las refinerías de petróleo de Estados Unidos, y ahora representa la mayoría de las importaciones de ese país.
Al 1 de enero de 2024, la capacidad de refinación de Estados Unidos era de 18.4 millones de barriles por día (b/d).
En 2023, el 60% de las importaciones de petróleo crudo de Estados Unidos procedían de Canadá, frente al 33% en 2013.
Según la EIA, la producción de petróleo crudo canadiense ha aumentado, lo que ha provocado un aumento de las exportaciones a Estados Unidos.
Entre 2013 y 2023, las importaciones canadienses a Estados Unidos crecieron un promedio del 4% anual.
Para 2023, el crudo canadiense representó el 24% de la producción de refinería de Estados Unidos, frente al 17% en 2013.
La producción de petróleo crudo de Canadá promedió 4.6 millones de b/d en 2023, casi el triple de su capacidad de refinación de 1.7 millones de b/d.
Muchas refinerías de Estados Unidos están diseñadas para procesar petróleo pesado de las arenas petrolíferas de Canadá, que se utilizan para fabricar combustibles, productos químicos y plásticos.
La proximidad geográfica permite un transporte eficiente del crudo canadiense desde Alberta a las refinerías de Estados Unidos, especialmente en el Medio Oeste (PADD 2) y las Montañas Rocosas (PADD 4), con capacidad adicional para los envíos a la Costa del Golfo (PADD 3).
La infraestructura de oleoductos se ha ampliado, en particular el aumento del oleoducto Express a 310.000 b/d en 2020 y la Expansión Trans Mountain (TMX) en 2024, que aumentará la capacidad a 890.000 b/d. Estas ampliaciones tienen como objetivo aliviar los cuellos de botella y mejorar el acceso al mercado para los productores canadienses.
A pesar de las mejoras, el crudo Western Canadian Select (WCS) sigue siendo más barato que el West Texas Intermediate (WTI) debido a su naturaleza más pesada, que requiere más procesamiento.
¿Cómo va la ampliación del oleoducto Trans Mountain frente a los altos precios del petróleo canadiense?
La ampliación del oleoducto Trans Mountain (TMX), destinada a reducir el descuento del petróleo canadiense en comparación con el crudo estadounidense, no ha logrado su objetivo.
A pesar de añadir 590.000 barriles por día (bpd) de capacidad de exportación, el diferencial de precios entre el crudo Western Canada Select (WCS) y el West Texas Intermediate (WTI) se ha ampliado, con el WCS cotizando alrededor de 15 dólares por barril por debajo del WTI, frente a un diferencial de 11.75 dólares cuando TMX comenzó a operar.
Los analistas habían pronosticado que la brecha de precios se reduciría debido al aumento de la capacidad del oleoducto, pero varios factores lo han impedido. El aumento de la competencia en la costa del Golfo de EE. UU. por las importaciones de crudo pesado de México y los cierres de refinerías, como la planta de ExxonMobil en Joliet, Illinois, han afectado a los precios.
Estos problemas han mantenido los precios del petróleo canadiense más bajos a pesar de la capacidad añadida del oleoducto.
Las compañías petroleras siguen teniendo la esperanza de que el descuento del WCS se reduzca en los próximos meses, informó Reuters.
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